北极星电力网独家整理了中国22个省、4个直辖市、5个自治区“十三五规划”中重点能源领域部分，其中涉及电力工程建设、油气能源开发等，具体情况如下：
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一、安徽省：
构建现代能源体系
推动能源技术创新，积极推进清洁能源替代和电能替代，加快煤电升级改造。改革能源体制，加快形成有效的市场竞争机制。努力构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系。
转变煤炭发展方式。积极实施煤矿安全改造工程，推进煤炭安全绿色开采。控制煤炭产量，关闭退出资源枯竭、灾害严重、扭亏无望等矿井，加大化解过剩产能力度，放缓续建项目建设进度，稳妥推进资源接续项目前期工作。实施煤炭清洁高效转化，促进矿区资源综合利用。加快发展芜湖煤炭物流园区，规划建设沿江、沿淮煤炭储配中心。到2020年，煤炭入选率达到97%以上，电煤占煤炭消费比重达到60%以上。
有序发展燃煤火电。有效利用两淮地区煤炭资源，科学规划煤电一体化和低热值煤发电项目。在皖中、皖南地区适度布局支撑电源项目。结合城市热网规划、工业园区发展、小锅炉替代等，支持建设热电联产项目。全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造。完成30万千瓦及以上燃煤发电机组升级改造任务。到2020年，电力装机8000万千瓦。
加快发展可再生能源。按照集中式开发和分布式利用相结合的原则，积极发展光伏发电，稳步开发风力发电，因地制宜利用生物质能，有效扩大地热能、空气能利用规模，有序推进抽水蓄能电站建设。“十三五”期间，新增新能源和可再生能源发电装机1385万千瓦。
提高石油天然气利用水平。加快原油成品油管道和储备设施建设，实施炼油升级改造，增强成品油应急保障能力。加强天然气省内干线管道和储备调峰设施建设，初步形成“三纵四横”省内干线网架;加快推进县级支线管道建设，组织实施天然气“县县通”工程。加大海外LNG资源利用，推进淮南煤制天然气项目建设，加快页岩气资源普查和重点区块项目建设。鼓励有条件的地区发展天然气分布式能源。到2020年，天然气用气量80亿立方米。
加强输配电网建设。完善特高压及500千伏电网主网架，加强皖中和皖南受电平台建设，提高电网供电可靠性。推进地区网架结构升级，加快枢纽变电站建设，构建220千伏环网结构。适应电能替代、光伏扶贫、充电基础设施建设的要求，实施配电网建设改造行动计划。到2020年，基本实现每个市拥有一座以上500千伏变电站，每个县拥有一座以上220千伏变电站，每个乡镇拥有一座35千伏及以上变电站。
提升能源科技创新能力。着力培育一批能源装备龙头企业，打造能源装备制造基地，壮大能源装备产业体系。做大做强“两淮”煤炭装备制造业，积极发展清洁高效发电机组关键辅机、电力传输装备、高性能太阳能发电、储能设备、核电关键泵阀部件等。加大煤与瓦斯共采、深井地压及动力灾害治理、煤矿灾害预警防控、天然气低温储存装置和油气输送管道伴热等技术研究。
1 新能源和可再生能源发展重点
2 电网建设重点
特高压电网。续建淮南—南京—上海交流输电工程(安徽段)、新建准东—皖南直流输电工程(安徽段)。
主干电网。续建淝河、福渡、广德、涓桥、板集电厂送出、巢湖电厂送出等500千伏电网输变电工程，阜阳孙楼等220千伏电网输变电工程;新建肥北、肥西二、安庆三、芜湖三、铜北、阜三、同乐、石店、伯阳、金寨、徽州变升压、墉桥站升压、铜陵电厂六期送出、绩溪抽蓄送出、皖南—铜北线路、福渡开断环入肥西二—繁昌、准东—皖南直流安徽境内500千伏配套、安庆特高压500千伏配套等输变电工程，黄山韩村等220千伏输变电工程;改扩建沙河、河沥、禹会、肥南、昭关、肥西、淝河、双岭、涓桥、广德、楚城、福渡、釜山、伯阳、蚌埠蒋南等变电站工程。
城乡配电网。续建合肥孙滩等110千伏电网输变电工程，新建蚌埠光彩等输变电工程，改扩建合肥槐光等变电站。
3 石油天然气发展重点
原油成品油管道及储备库。建成仪征—长岭原油管道复线(安徽段)、安庆石化800万吨/年炼化一体化配套成品油管道及油库二期、沿江成品油管道。推进安庆原油储备库、含山原油储备库、铜陵成品油应急储备库项目前期工作。
天然气省内干支线管网。建设亳州—安庆干线亳州—太和段、太和—阜阳段，淮北—黄山干线蚌埠—固镇—宿州段、巢湖—江北产业集中区段，宿州—滁州干线宿州—灵璧—泗县—五河段、来安—滁州段，阜阳—淮南—蚌埠、合肥—滁州、宁国—黄山等干支线。
天然气储气调峰。基本建成合肥储气调峰中心，在皖北、皖南各布局一座区域LNG储备中心，新建扩建蚌埠、宿州、阜阳、安庆、黄山等中心城市储气调峰项目。
天然气气源保障。力争开工建设芜湖液化天然气江海联运试点项目、淮南煤制气项目，推进安庆、宿州煤制气项目前期工作。
二、云南省
建设现代能源体系
深入推进能源革命，着力推动能源生产利用方式变革，优化能源供给结构，提高能源利用效率，建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系，维护国家能源安全。
1 推动能源结构优化升级
统筹水电开发与生态保护，坚持生态优先，以重要流域龙头水电站建设为重点，科学开发西南水电资源。继续推进风电、光伏发电发展，积极支持光热发电。以沿海核电带为重点，安全建设自主核电示范工程和项目。加快发展生物质能、地热能，积极开发沿海潮汐能资源。完善风能、太阳能、生物质能发电扶持政策。优化建设国家综合能源基地，大力推进煤炭清洁高效利用。限制东部、控制中部和东北、优化西部地区煤炭资源开发，推进大型煤炭基地绿色化开采和改造，鼓励采用新技术发展煤电。加强陆上和海上油气勘探开发，有序开放矿业权，积极开发天然气、煤层气、页岩油(气)。推进炼油产业转型升级，开展成品油质量升级行动计划，拓展生物燃料等新的清洁油品来源。
2 构建现代能源储运网络
统筹推进煤电油气多种能源输送方式发展，加强能源储备和调峰设施建设，加快构建多能互补、外通内畅、安全可靠的现代能源储运网络。加强跨区域骨干能源输送网络建设，建成蒙西-华中北煤南运战略通道，优化建设电网主网架和跨区域输电通道。加快建设陆路进口油气战略通道。推进油气储备设施建设，提高油气储备和调峰能力。
3 积极构建智慧能源系统
加快推进能源全领域、全环节智慧化发展，提高可持续自适应能力。适应分布式能源发展、用户多元化需求，优化电力需求侧管理，加快智能电网建设，提高电网与发电侧、需求侧交互响应能力。推进能源与信息等领域新技术深度融合，统筹能源与通信、交通等基础设施网络建设，建设“源-网-荷-储”协调发展、集成互补的能源互联网。
三、河南省
建设现代能源支撑系统
坚持内节外引能源方针,推动能源革命,优化能源结构,完善储运网络,加强系统集成,建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系。
扩大清洁能源利用规模。坚持增加供应与提高能效相结合,统筹利用各种燃气资源,积极拓展民用、交通、工业等用气领域,因地制宜适度建设燃气热电项目。加快提高可再生能源占能源消费比重,实施以梯级和高值化利用为重点的先进生物质能示范工程,推进风电和光伏发电快速发展,合理开发利用地热能。在确保安全的前提下推进核电规划建设。实施终端用能清洁替代,加大散煤集中治理力度。
合理开发利用化石能源。推进煤炭科学开采和质量提升,合理控制开发强度和消费总量,加强煤炭洗选和分级分质梯级综合利用,支持骨干煤炭企业“走出去”。加快推进资源枯竭矿井的退出,淘汰煤炭落后产能,推进煤炭清洁生产和清洁高效利用,建设一批智能高效的大型现代化煤矿。坚持超低排放和先进能效标准,合理布局建设高效清洁燃煤机组,加快现役机组升级改造,全面提升能效、实现超低排放,以资本为纽带推进煤电一体化发展,打造绿色煤电基地;合理确定城镇和工业集中供热方式,以背压机组建设和30万千瓦及以上机组改造为主发展热电联产。稳定原油产量,引进原油资源,打造中原炼化基地,全面提升油品质量,优化石油化工产品结构。加强煤层气、页岩气资源勘探开发,加快突破技术瓶颈。
完善能源输运储备网络。积极论证外电入豫新通道,稳步提高省间电力交换能力,强化全国电力联网枢纽地位;优化完善省级和市域主干电网,加快城镇和农村配电网建设改造,支持可再生能源发电接入、消纳和储能设施建设。积极谋划建设途经河南的国家油气干线及配套储备库,同步完善地方管网和储配设施,扩大管道天然气覆盖范围,打造区域性油气输配中心。重点依托大能力运煤通道,推进煤炭储配中心建设。
推动能源系统集成优化。统筹电、气、热、冷等终端供能设施一体化规划建设,积极发展分布式能源,推进能源综合梯级利用。加快智能电网建设,推进能源与信息等领域新技术深度融合,开展先进储能、智能微网等新技术应用试点,积极构建能源互联网和智慧能源系统。加快电动汽车充电基础设施建设。深化能源体制改革,推进电力供求双方直接交易和智能化调度。
能源支撑保障重点工程
区域性油气输配中心。重点建设日照至濮阳至洛阳原油管道、西气东输三线、新疆煤制天然气外输管道工程及豫鲁支线等国家骨干管道河南段，洛阳石化至新郑机场航空煤油等成品油管道和配套油库，叶县、中原油田文23等大型储气库，新增油气长输管道3000公里左右，力争到2020年管道天然气覆盖全部产业集聚区和60%以上的乡镇。
煤炭储配中心。重点建设南阳、濮阳、鹤壁、三门峡等国家级煤炭储配园区。
新能源和可再生能源提速工程。重点打造一批百万千瓦级风电基地，建设一批太阳能集中发电项目，依托产业集聚区开展分布式光伏发电集中应用试点，实施光伏扶贫、采煤沉陷区光伏一体化等示范工程，新增可再生能源发电装机700万千瓦以上。做好南阳、信阳等核电项目厂址保护工作，适时推进规划建设。
四、甘肃省
建设国家综合能源基地
充分发挥我省能源资源综合优势，坚持稳增煤炭、稳增油气、稳增风光，强化能源消纳、转化利用和煤炭高效清洁利用，加大电力外送，推动能源资源优势向经济优势转化。
1 有序推进能源资源开发
强化煤炭资源勘探和接续保障，推动煤炭分质分级利用，提高煤炭高效清洁开发利用水平。促进油田规模高效开发，加快天然气勘探开发利用。实施火电机组综合升级改造，推进调峰火电和热电联产项目建设。科学布局和合理开发黄河干流水电资源，优化整合河西内陆河中小型水电站建设，积极发展抽水蓄能。坚持风电集中开发与分散开发并重，扩大太阳能集中开发利用规模，加强储能技术跟踪研究，推进智能电网建设，发展分布式能源，提高风光资源利用效率。加快开发生物质能、地热等清洁能源，发展生物燃料产业，推广地热供暖工程。稳步推进核能开发利用，建设中核甘肃核技术产业园，打造国家核燃料循环基地。加快电力外送通道和区域电网建设，优化电网结构，提高电网整体输配能力和安全稳定运行水平，建设西北智能中枢电网和电力电量交换枢纽。到2020年，国家重要的清洁能源基地、陇东煤电基地、石油储备基地、石油化工基地和核燃料生产基地建设取得重大突破，全省电力装机达到7500万千瓦，可再生能源占电力总装机达到60%，电力外送规模达到600亿千瓦时/年。
2 增强能源消纳和转化能力
以河西走廊清洁能源综合开发利用示范区和陇东传统能源综合利用示范区建设为重点，进一步完善电价市场化形成机制，稳步推进电力直接交易，依法依规开展风光电等新能源直购交易试点，强化电价优势，促进电力工业与现代高载能产业深度融合，发展煤电联营，鼓励高载能企业、资源深加工企业与发电及其上下游企业通过多种联合方式实现优势互补，发挥综合联动效益，提升省内电力消纳水平。推进实施新能源供暖工程，开展清洁能源替代燃煤锅炉、大型蓄热、集中供热站试点，加大风光储联合示范工程和电动汽车推广力度，进一步实施水源热泵、农村家庭电气化等电能替代项目，实施新城镇新能源新生活行动计划，推进新能源示范城市、绿色能源示范县建设，增强就地消纳和转化能力。
3 推进能源战略通道建设
依据国家能源通道建设规划，配合做好西气东输四线、五线及煤制气管道、成品油管道和原油管道等项目前期及建设工作，加快省内天然气支线管道建设。依托能源战略通道，支持玉门、兰州、庆阳等石油储备库和天然气调峰储气设施建设，打造国家能源战略储备基地，进一步提升我省国家重要的油、气、煤、电综合运输通道地位。
国家综合能源基地建设重点
1.提升煤炭高效清洁开发利用水平。实施《陇东能源基地开发规划》，加快建设大型、特大型现代化矿井和配套洗选煤厂，规划布局大容量、高参数坑口机组。加大靖远、窑街等老矿区和河西地区煤炭资源勘查力度，支持企业安全设施升级改造。
2.促进石油天然气增储稳产。加大陇东油区勘探开发力度，稳定玉门油田产量。加快常规天然气、煤层气勘探开发步伐，开展页岩气资源调查评价及勘探开发试验工作。2020年全省原油产量达到1200万吨左右，天然气生产能力达到5亿立方米。
3.大力发展可再生能源。加快河西走廊清洁能源基地(示范区)建设，积极推进黄河玛曲河段多级开发，加快玉门、肃南等抽水蓄能电站建设，深入论证黄河黑山峡河段多级低坝开发方案。力争2020年全省风电、光电、水电装机分别达到2500万千瓦、1100万千瓦、950万千瓦。
4.加快火电及调峰电源建设。围绕河西新能源基地及特高压外送通道工程，建设配套调峰火电项目。加快陇东大型坑口煤电群和煤电外送基地建设。在重点煤炭矿区布局建设煤矸石、煤泥等低热值燃料资源综合利用电厂。加快天水、兰州新区等重点城市城区热电联产项目建设。
5.提高电力输配送能力。加快建设酒泉至湖南±800千伏特高压直流输电工程，推进陇东至东部地区电力外送通道、河西第二条新能源外送通道前期工作。强化750千伏主网架建设，优化330千伏及以下电网网架。统筹城乡配电网改造建设，优化网架结构。
6.打造国家核燃料循环基地。依托我省核工业基础、技术人才优势和核燃料循环体系，争取国家布局建设大型商用核燃料循环末端项目，开展核电布局建设前期工作。加快建设中核甘肃核技术产业园，进一步扩大核燃料生产和储备能力。
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五、山西省
做好煤和非煤两篇文章
以结构深度调整、振兴实体经济为主线，把化解产能过剩和发展新兴产业有机结合起来，实施工业强基工程，不断改造提升传统优势产业，切实推进煤炭产业“六型转变”，大力培育市场潜力大、产业基础好、带动作用强的非煤产业，加快国家新型综合能源基地建设，逐步形成以传统优势产业为主导、新兴接替产业为先导、服务业全面发展的产业格局。
做优做强能源产业
以“高碳资源低碳发展，黑色煤炭绿色发展”为原则，加快转变能源产业发展方式，调整优化能源结构，提高能源效率，切实提高能源产业核心竞争力，扎实推进山西国家新型综合能源基地建设。
煤炭产业。着力推进煤炭及其相关产业向市场主导型、清洁低碳型、集约高效型、延伸循环型、生态环保型、安全保障型转变，走出一条具有山西特色的革命兴煤之路。深化煤炭管理体制改革，加快建立符合国家新型综合能源基地开发建设和运行管理的现代管理体系。按照区域煤质和煤层赋存特点，推进晋北、晋中、晋东三大煤炭基地建设，控制新建规模，重点做好资源枯竭煤矿关闭退出和资源整合煤矿改造，提升矿井现代化水平，推进传统煤炭产业向高端、高质、高效迈进，保障国家清洁煤和综合能源基地生产原料的供给。以安全绿色开采、清洁高效利用为重点，普及推广绿色开采技术。大力引进和推广先进适用技术，建立商品煤分级分质利用体系，提高洗配煤占商品煤的比重，力争到2020年原煤入洗率达到70%以上。构建有效控制煤炭生产总量、市场需求调节煤炭产品结构新机制，着力推进煤转电、煤转化等产业发展，有效化解产能过剩，提高煤炭就地转化率。以大型煤炭企业为主体，继续推进煤炭资源整合和煤矿企业兼并重组，减少全省煤炭矿井个数，进一步提升产业集中度，提升煤炭产业集约化水平。培育同煤集团、中煤平朔、焦煤集团等亿吨级煤炭企业，培育阳煤集团、潞安集团和晋煤集团向亿吨级煤炭企业迈进，到2020年大企业集团煤炭产量占总产量比重超过80%，千万吨级煤炭矿井产量占到总产量的20%左右。
电力产业。全面推进煤电产业优化升级，以建设晋北、晋中、晋东大型煤电基地为重点，发展大容量、高参数超临界、超超临界燃煤发电机组，加快燃煤发电升级与改造，推进燃煤发电机组超低排放改造，进一步提升煤电高效清洁发展水平。以60万千瓦循环流化床机组为引领，重点推进大容量低热值煤发电项目建设，稳步推进热电联产的低热值煤发电机组建设。新建机组严格执行超低排放标准核准批复，严格按照“等煤量置换”原则配比关停一定容量的小火电机组。在役30万千瓦及以上的机组限期完成超低排放改造。有序关停未完成改造、达不到超低排放标准的非供热及热负荷不落实的燃煤机组。全面深化电价改革、电力交易体制改革、发用电计划改革和售电侧改革，培育售电市场主体，扩大直供电领域和范围，建立和完善电力市场交易机制。加大晋电外送能力和通道建设，最大限度满足省外对清洁电力能源的多样化需求。加快省内用电市场建设，在优化布局和产能调控基础上，适度发展现代载能产业，推广应用绿色家电，扩大城乡居民生活用电需求。
煤层气产业。充分发挥我省煤层气资源大省优势，积极探索形成与天然气同质同价的价格机制，大力推进煤层气开发与井下瓦斯抽采，实现煤矿瓦斯抽采全覆盖工程。重点建设沁水和河东两大煤层气产业基地，建设河曲—保德、临县—兴县、永和—大宁—吉县、沁南、沁北、三交—柳林等六大煤层气勘探开发基地。积极推进井下瓦斯规模化抽采利用，着力构建晋城矿区、阳泉矿区、潞安矿区、西山矿区和离柳矿区五大瓦斯抽采利用园区。积极探索煤层气多通道、多途径利用，推进煤层气替代汽油燃料和替代工业燃煤工程建设，在煤矿瓦斯富集地区发展坑口瓦斯发电，形成勘探、抽采、输送、压缩、液化、化工、发电、汽车用气、居民用气等一整套产业链，尽快把煤层气发展成为我省战略性支柱产业。力争到2020年，煤层气总产能达到400亿立方米。
新能源产业。充分发挥我省风能、太阳能等资源优势，大力培育发展风电、光伏发电和生物质发电等新能源产业，加快新能源开发利用的产业化进程。稳步推进晋北千万千瓦级风电基地建设，有序推进中南部低风速资源开发，积极探索风电供暖试点。以大同采煤沉陷区建设国家先进技术光伏示范基地为契机，推进阳泉、忻州等采煤沉陷区光伏基地建设。加快推进光伏扶贫。重点支持新能源微电网示范项目。加快推动太原西山新能源示范区建设。探索推进运城现代农业与光伏产业联动发展示范基地建设。抓好大同、长治、运城等新能源城市建设。到2020年，新能源装机规模力争达到3800万千瓦。
新能源产业发展“四大工程”
晋北千万千瓦级风力发电基地工程：依托大同市、朔州市和忻州市等晋北地区风能资源优势，综合考虑项目建设布局和电网接入条件，加快推进晋北风电基地建设。
采煤沉陷区光伏发电基地工程：以山西大同采煤沉陷区光伏发电基地建设为契机，大力推进阳泉、忻州等采煤沉陷区光伏发电基地，实行“领跑者”计划，引导光伏系统效率和运营效率突破，带动产业链优质发展。
新能源综合利用工程：继续推进光伏扶贫、风电供暖、太阳能热发电、煤层气发电、生物质替代燃煤等示范工程，不断推进城乡能源变革。
新能源装备制造基地工程：推动风电、光伏、生物质能等新能源产业基地建设，带动新能源中上游产业技术进步，促进我省新能源装备制造业做大做强。
电力装备
煤化工装备。加大自主研发与技术引进力度，进一步拓宽产品覆盖面，重点发展大型、高压、高温、高效加压、劣质煤种气化炉、合成反应器等煤化工成套装备，打造以现代煤化工关键设备为主导产品、具备成套设备研发设计制造和工程总承包能力的太原煤化工装备制造基地。
节能环保装备。着力培育优势技术装备产品，推广高效锅炉(窑炉)、新型煤粉锅炉、电机、变压器和高效热能回收系统应用。发展一批大气污染防治、环境治理、辐射防治等环保技术装备。
积极发展重型机械、纺织机械、汽车部件及整车、通用航空、电子智能、精密铸件锻件基础工艺、液压配件组件、材料深加工、特色军工民品、农业机械等装备制造。
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六、浙江省
构建清洁低碳、安全高效、智慧多元的现代能源体系
打造“五基地”。打造可再生能源综合利用基地，大力发展光伏，有序推进风电、抽水蓄能、海洋能、生物质能。安全发展核电，形成秦山、三门湾、苍南为重点的沿海核电基地。建设“互联网+”智慧能源实验基地，率先建立智慧能源管理平台、信息系统和监测中心。打造能源综合储运基地，以宁波舟山港、嘉兴港、温州港、台州港为重点，建设国际煤炭、石油、液化天然气综合储运基地。打造能源科技装备产业基地，全面实施清洁能源产业工程，建设吉瓦级太阳能电池生产基地，实现储能装备、核电关联设备、智能电网设备等制造的产业化。
构建“四张网”。构筑安全、高效、智能电网，建成宁东至浙江特高压直流工程，扩建浙中1000千伏变电站主变，建成以特高压站及电源基地为支撑的坚强500千伏骨干网，完善220千伏主干网，建设现代配电网。建设覆盖全省、多气源衔接互通的天然气管网，全面实施天然气管道“县县通”工程，建设城市天然气调峰储备设施，县域天然气管网通达率达到95%以上，县级以上城市天然气储备能力达到3天以上。建设设施先进、安全可靠的成品油管网，建成甬台温、绍杭等主干网，基本实现输油管道“市市通”。建设高效、快捷的热力管网，以全省产业集聚区、工业园区为重点，全面实施集中供热，确保全省热负荷100蒸吨/时以上工业园区全面实现集中供热。
建设能源大宗商品国际交易中心。在舟山等地建设石油、液化天然气等能源大宗商品交易平台，逐步成为全球能源重要交易、交割、周转、配送中心，探索建立国际石油现货定价“舟山指数”和国际液化天然气交易“浙江液化天然气指数”。
能源重大工程项目
1、电源。
2、电网。建成宁东至浙江特高压直流工程，扩建浙中1000千伏变电站主变，形成“两直两交”特高压网架。到2020年全省220千伏及以上变电容量(换流容量)达到33000万千伏安左右，线路长度35000公里左右。加快配电网建设改造和智能电网建设，满足分布式能源、可再生能源、电动汽车、储能设施等多元化负荷接入需求。建成充电站700座、充电桩25万个。
3、煤炭。重点推进嘉兴独山煤炭中转基地、舟山六横煤炭中转储运基地二期建设，到2020年新增煤炭年接卸能力3000万吨以上。
4、石油。建设舟山国家石油储备基地扩建工程、万向石油储运二期工程等项目，新增石油储备库容1000万立方米以上，建成甬台温、龙游—常山、诸暨—桐庐、绍杭成品油管道，新增石油管道600公里以上。
5、天然气。重点推进沿海液化天然气接收站和城市天然气应急调峰设施建设，建成舟山液化天然气、宁波液化天然气二期、温州液化天然气接收站项目，启动台州、嘉兴液化天然气接收站项目的前期和建设，力争使我省液化天然气接收能力达到1000万吨左右;全面实施天然气“县县通”工程，建成甬台温、金丽温、西北干线天然气等管道。
七、贵州省
大力发展绿色能源产业
推进能源产业转型升级,推动能源消费、供给、技术、体制革命和加强能源合作,加快构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系,基本建成国家能源基地。
1 大力发展新能源和清洁能源
加快发展风电,引进社会资本参与风电开发,加快适用于贵州高原山区风电机组的研发,积极推广低风速风机,加大风能资源的开发利用力度,建成毕节200万千瓦级风电基地和六盘水、黔南、黔东南、遵义100万千瓦级风电基地。积极发展光伏电站及分布式光伏发电,在毕节、六盘水、黔西南等地建设光伏发电站。在人口相对集中的区域建设垃圾发电厂。积极开发利用浅层地温能。积极推进核电项目前期工作。加快页岩气、煤层气勘查开发利用,重点建设正安-习水页岩气勘查开发项目,打造黔北页岩气开发基地;重点建设盘江矿区、织纳矿区及黔北矿区煤层气勘查开发示范项目,打造三大煤层气开发基地。大力推进地热能源的合理开发利用,开发贵阳、安顺、遵义等地浅层地温能,开展中深层地热能资源勘查。
2 加快推进传统能源转型升级
集约发展煤炭工业,提高煤炭开采机械化率和资源回收率,大力推进煤炭企业兼并重组,关闭淘汰落后产能,加快发展煤电一体化,提高产业集中度,促进煤炭行业脱困和转型升级。积极推进煤电机组的大容量、高参数、低能耗、低排放改造。按照节能、节水和环保要求,科学推进煤电基地化、一体化发展。深度开发水电,对有条件的水电站实施扩能改造升级,在乌江、红水河等流域规划布局抽水蓄能电站。
3 积极优化能源空间布局
优化煤电化基地、新能源开发利用基地、页岩气及煤层气勘探开发基地建设,形成“一带三区一中心”的能源空间布局。加快建设毕水兴能源产业聚集带,建成一批能源开发示范基地;积极建设黔北页岩气及煤炭资源综合利用开发区,黔东页岩气、生物质能源产业发展区,黔南、黔东南风电和生物质能源产业发展区“三区”,重点发展煤炭深加工、页岩气及煤层气勘探开发、风能开发;打造贵阳能源交易中心。
加快完善能源基础设施网络
推进能源通道建设,为保障能源供应提供重要支撑。
1 加强电力输配网络建设
进一步完善电力“五交两直”外送通道,建设华润毕节(黔西、大方)电厂直送重庆等电力外送新通道。完善500千伏骨干输电网,打通兴仁-独山-黎平南部通道,延伸奢香-鸭溪-诗乡-碧江北部通道,形成以黔中经济带中心环网和南、北部通道为重点的“三横一中心”输电网络。各地区中心城市形成以500千伏变电站为中心的220千伏双环网、双链式供电结构,力争实现220千伏电网县域全覆盖,相邻地区电网实现220千伏联络通道。
2 加快天然气管网设施建设
以中缅线、中贵线、桂渝线国家基干管道为主导,规划建设省级管网干线和“县县通”管网支线,形成基干一横二纵、省干8支线、9市(州)城市高压环网、县级联络线构成的全省互联互通、调配灵活的“三级”管网系统(“1289”工程)。建设完成1个枢纽调度中心、5个液化天然气(LNG)工厂、25座储配站,实现重点城市双气源保障和应急调控,建设规范合理的统一输配体系。到2020年全省城镇人口气化率达到85%。
3 加强成品油管道和储备设施建设
进一步完善成品油管道、油库、加油站等设施,满足全省不断增长的成品油需求,保障供应安全。规划建设北海-贵阳成品油管道,提升我省成品油管输供应能力。新建或改扩建一批国家成品油储备库、商业油库和加油站。
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八、福建省
建成东南沿海能源重要基地
1、合理布局电力建设。科学规划电源点，完善提升电网建设，在更大范围配置能源资源，到2020年，力争全省电力装机达7000万千瓦左右。安全高效发展核电，加快建设宁德、福清、漳州、霞浦等沿海核电，做好三明等其他核电厂址保护与论证。适度发展绿色火电，有序推进已批大型燃煤电厂建设，优先发展热电联产和冷热电联供。推动若干抽水蓄能电站建设，加快启动核抽一体化前期工作。推进跨省联网工程，抓紧完善“省内环网、沿海双廊”的500千伏骨干网架，加快220千伏及以下输配网和智能电网建设，构建坚强智能电网。加快农网改造升级，加强乡镇配电网互联，全面消除高损配变，解决农村电网低电压问题，全面提高农网供电质量、可靠性和防御自然灾害能力。推动海岛型新能源微电网建设。
2、大力发展新能源和可再生能源。有序发展风电等非化石能源和可再生能源，打造清洁能源发展示范省份。稳步推动陆上风电规模化开发和管理，积极推进一批海上风电项目建设，力争到2020年全省风电装机规模比2015年翻一番。推进分布式能源项目建设，积极发展光照资源较好地区的屋顶太阳能光伏发电系统和建筑一体化技术。适度发展生物质能，有序推进潮汐能、地热能等示范项目的开发利用。加快推进国家级新能源示范城市建设，建设国家级海上风电研发中心、核电产业研发平台。
3、加强能源储运能力建设。统筹规划煤炭、石油、天然气等能源储运通道建设，增强对内陆省份的服务与辐射能力。加快煤炭中转储备基地建设。多渠道引入气源，加快推进一批天然气管线和接收站项目建设，引导主干管网之间、主干网与城市管网在建设运营等方面相协调，力争到2020年全省输气管线达3600公里，实现天然气“县县通”。
东南沿海重要能源基地重大工程
九、青海省
提升能源保障水平
加快重点水电站和新能源项目建设，打造全国最大的水、光、风互补清洁能源基地，建成国家重要的能源接续地。建成羊曲、玛尔挡等水电站，建设形成海南黄河沿岸千万千瓦级水、光、风互补发电和海西千万千瓦级光伏、光热发电基地，合理布局抽水蓄能电站和热电联产项目。加强智能电网建设，实施新能源大型并网工程，推进我省至华中、华东等地特高压电网的规划与建设，加快构建“一横二纵”特高压交流网架，实现新能源电力打捆外送。加大农网升级改造力度，实现国家电网到县、重点乡镇全覆盖，提高供电可靠性稳定性。积极推进电力体制改革，努力保持低电价竞争优势。加快能源储备设施建设，推动中哈石油管道工程延伸至格尔木，研究建设格尔木战略成品油储备基地，完善城市调峰储气设施，提升重要能源保障水平。
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十、陕西省
推动能源化工产业高端化发展
坚持优煤、稳油、扩气，打造新能源、电力外送、煤炭深度转化三个增长点，继续巩固能源化工产业支撑作用。坚持“三个转化”，推进“三个围绕”，建设能源强省。提升“十大基地”、“十大园区”建设水平，培育一批资源勘探开发和加工转化产业集群，带动能源装备制造、能源金融贸易、能源技术服务等相关产业协同发展。陕北重点打造能源化工全产业链;关中抓好能源接续区建设，加速聚集能源配套产业，打造丝绸之路能源贸易金融中心;陕南以可再生能源开发为重点，加快天然气开发，适时建设火电支撑电源。
——优煤。坚持安全、高效、绿色、集约原则，采用先进技术，加强资源综合利用，重点建设榆神、榆横、府谷、彬长、永陇、子长矿区等转化项目配套煤矿，积极推进小煤矿整合关停。
——稳油。加强陕北老油区扩边精细勘探，加快富县、宜君、旬邑、彬长等新油区勘探开发，加大推广二次三次采油新技术，提高原油采收率。
——扩气。加大陕北气田和镇巴新区块勘探开发，推进彬长、韩城、吴堡煤层气和延安页岩气勘探开发。常规、非常规天然气产能分别达到500亿立方米和40亿立方米。
——打造新能源增长点。水风光并举、分散式与集中式并重，稳妥推进新能源微电网、氢燃料动力电池等新技术示范，降低开发成本，力促快速产业化。新能源发电装机达到2020万千瓦。
——打造电力外送增长点。重点建设四大“西电东送”煤电基地，力争每个矿区建设一个低热值煤综合利用发电厂，基本实现陕北、关中中心城市和重点县城热电联产、集中供热。
——打造煤炭深加工增长点。重点建设神华榆林循环经济煤炭综合利用等煤制烯烃以及华电榆横等煤制芳烃项目，并力促项目向下游精细化工延伸。提升兰炭产业技术水平，推进煤炭分质利用示范工程建设。建设未来能源榆横400万吨煤制油项目、延长榆横200万吨油醇联产工程等项目。
积极推进外送通道建设，形成“东进南下”送电格局，新增送电能力1800万千瓦。加快实施骨干网架升级换代，形成省内750千伏“两纵双环网”主网架。优化330千伏主网架，增加变电站布点，增强区域供电能力。进一步完善城乡配网，加快110千伏及以下配电网升级改造，推进330千伏变电站和高压走廊建设，提高城市配电网的智能化和可靠性。继续实施农村电网改造升级工程，打通电力建设的“最后一公里”。建设智能输变电系统，实现电源、电网和用户友好互动。完善充电基础设施，建设充电站(桩)10万个以上。
十一、江西省：
构建现代能源供应体系
坚持适度超前、以电为主、多能互补，强化能源总量保障，推动能源生产和消费革命，促进能源结构优化，建设稳定、安全、经济、清洁的现代能源体系。
1 提升能源供给能力
积极推进清洁煤电项目建设，建成大唐抚州电厂、神华九江电厂、华能瑞金二期、赣能丰城三期、中电投分宜扩建、大唐新余二期等项目，新增1000万千瓦燃煤发电机组。积极发展光伏发电，建成一批以渔光互补、农光互补等为重点的光伏发电综合利用示范项目，新增光伏发电装机200万千瓦。因地制宜开发风能、生物质能等新能源，鼓励分布接入就地转化利用。深度开发水电，推进龙头山等水电站建设。建成洪屏抽水蓄能电站，推进新一轮抽水蓄能电站建设。力争启动彭泽(万安)核电项目建设，有序推进其他核电项目前期工作。安全有效勘探开发煤炭资源，加快淘汰落后产能，做好小煤矿关闭退出。加快推动修水-武宁页岩气资源富集区勘查开发。到2020年，全省发电装机容量力争达到4000万千瓦，非化石能源消费占比提升至11%。
2 完善能源输送体系
在现有电网骨干网架基础上，加快向南、向东500千伏环状电网建设，继续优化220千伏电网结构。适时启动西南水电直流特高压入赣工程。加快现代配电网建设，推进配电自动化和智能化应用。推进新一轮农村电网改造升级，全面解决农村低压用电问题。配合国家实施西气东输三线和新疆煤制气外输管道工程，加快建设省级天然气管道，形成以“三横一纵”国家天然气输气管网⑤和“环鄱阳湖”省级管网为主骨架的天然气输送网络。完善成品油运输管网布局，力争建成樟树-株洲成品油输送管道，积极推进其他成品油跨省管道建设，形成“十字架形”成品油管道网络。加快蒙西至华中煤运通道建设。到2020年，力争长输管道天然气覆盖全省所有县(市、区)，管道里程突破5000公里，成品油输送管道里程突破1000公里。
能源重点工程
1 清洁高效煤电工程
实施煤电机组超低排放和节能改造， 2018年以前，现役煤电机组改造后每千瓦时平均煤耗低于310克。建成大唐抚州电厂、神华九江电厂、华能瑞金二期、赣能丰城三期、中电投分宜扩建、大唐新余二期等一批清洁煤电项目。优先在上饶、信丰、宁都等地规划布局清洁煤电工程。继续推进一批大型火电储备项目前期研究工作。
2 水电入赣直流输电工程
适时启动西南水电直流特高压入赣工程(金沙江下游白鹤滩水电入赣直流输电工程)。
3 核电工程
重点推动建设彭泽(万安)核电2台125万千瓦核电机组。推动峡江何魁、鹰潭铁山岭核电纳入国家核电保护厂址，推进瑞金高温气冷堆、抚州核电等项目前期研究工作。
4 水力和风能发电工程
建成洪屏抽水蓄能电站，推进奉新、赣县等新一轮抽水蓄能电站，以及龙头山水电站等项目建设，全省水电装机达570万千瓦。重点开发高山区域风能，新增风电装机200万千瓦。
5 非常规油气开发
重点推进修水-武宁区块页岩气勘探开发项目。
6 能源输送通道建设
开工上饶东等500千伏输变电工程，建成锦江、红都等500千伏变电站扩建工程。实施中石油西三线中段(中卫-吉安)天然气管道工程和中石化新疆煤制气外输管道工程。加快建设省天然气管网一期工程支线项目和省天然气管网二期工程。力争建成樟树-株洲成品油管道。
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十二、湖南省
完善能源保障网
增强省内能源供应能力。加强省内能源资源勘探开发，加快页岩气、煤层气等非常规天然气勘探开发，提高地热能等资源开发利用水平。支持重点产煤区资源条件好、技术先进的煤矿实施安全升级改造，加快淘汰落后产能。深入发掘水电，加强现有大型水电站提质扩能，适度发展抽水蓄能电站。多元化利用生物质能，促进热电联产、成型燃料、气化、生物乙醇等多元化利用。
拓展省外能源输入通道。把握国际能源格局调整、国内能源供需相对宽松的机遇，积极引入省外优质低价能源。推动煤运通道建设，增强北煤南运、西煤入湘能力，积极拓展海进江煤运通道。推进特高压直流工程建成投运，加强湖南电网与华中电网的联络线建设。加强与国家及周边省份对接，尽快建成入湘油气管网。
推动能源结构清洁转型。优先发展风电、光伏发电等新能源，推广地源热泵供暖制冷应用，提高非化石能源消费比重。推进“气化湖南”工程，加快国家干线、省内支干线和城市燃气管网建设，基本实现天然气全覆盖、县县用。有序发展清洁高效火电，全面实施现役燃煤机组节能减排改造升级。安全有序发展核电，做好厂址规划和保护。大力推进油气替代煤炭、非化石能源替代化石能源。
能源基础设施建设行动计划
电力。建成投产株洲攸县电厂、神华永州电厂、神华岳阳电厂、华电平江电厂、怀化石煤综合利用等项目。争取开工建设桃花江核电项目，推进小墨山核电前期工作。新开工五强溪水电站扩机工程，启动平江抽水蓄能电站建设，推进安化抽水蓄能电站前期工作。加强重大电源点项目储备。
电网。酒泉-湖南特高压直流输电工程建成投运。建设永州电厂送出、浏阳变、湘西州等10个500千伏及以上输变电工程。推动城乡配电网建设，到2020年，中心城区供电可靠率达到99.99%，全面解决未改村电网改造升级问题。
油气。推动中石化新疆煤制气外输管道潜江-韶关段尽快建成，积极推动中石油西三线中段项目建设，适时建设湖北石首-华容、重庆酉阳-保靖、贵州铜仁-凤凰天然气管道。加快实施“气化湖南”工程，建设省内天然气支干线3400公里及配套设施。加快启动中石化仪征至长岭原油输送管道九江-长岭段复线前期工作，推进一批天然气分布式能源项目建设，适时启动天然气调峰电站、LNG接收设施等项目建设。
新能源。加快风电、太阳能发电、生物质能发电项目建设，到2020年新能源装机规模达到980万千瓦。
煤炭。加快蒙华煤运通道、岳阳煤炭储备基地、华容煤炭铁水联运储配基地建设。在娄底、郴州、衡阳、株洲、常德等煤炭产地和集散地布局煤炭储配基地。
十三、辽宁省
完善能源设施网
坚持节约优先、高效利用、多元发展、保护环境，建设现代能源基础设施网络，推进能源生产与消费模式革命，促进能源绿色增效和转型升级，积极构建稳定清洁、经济的现代智慧能源发展体系。
能源供应。加强电源建设，开工建设徐大堡核电厂一期工程，加快红沿河核电厂二期工程建设进度，做好庄河南尖核电工程厂址保护等前期工作，积极推进丹东大孤山核电工程前期论证工作。建设抽水蓄能等调峰电源，有序推进背压式热电联产工程。加强石油和天然气供应能力建设，积极支持松辽、渤海湾盆地的油气资源滚动勘探和二次勘探工作，配合推进中俄原油管道二线、中俄东线天然气管道建设，推进中海油营口LNG一期工程前期工作。推进煤炭安全工程建设，加快资源枯竭矿井退出，淘汰煤炭落后产能。
能源输配网络。继续加强电网建设，加强500千伏主干网架建设，优化220千伏电网结构，加强电网省间联络线建设，强化城市电网建设，推进新一轮农村电网改造升级工程。加强配电网络建设，提高配电网供电能力和供电质量，开展覆盖城乡的智能、高效、绿色变电站建设。开展智能电网、储能技术试点应用，发展智能用电小区，建设电动汽车充电设施。进一步完善石油天然气管道布局，推进大连至丹东天然气管道工程及各市、县(区)输气管道等天然气管网建设。
非化石能源。因地制宜推进水力发电工程建设，合理发展风电，加快发展光伏发电。加快推进生物质能、地热能开发利用，加快太阳能热利用推广，开展海洋能利用试点。积极支持沼气、生物质利用等农村能源建设。
能源建设重点工程
核电工程：红沿河核电二期工程、徐大堡核电一期工程、庄河南尖核电工程(前期工作)，丹东大孤山核电(论证工作)。
热(火)电工程：抚矿抚顺、国电朝阳、中电投本溪、大唐国际沈抚连接带、华润锦州、大唐国际葫芦岛、华润沈阳浑南、华能大连二热电、国电电力普兰店、华润鞍山北热电项目。
调峰电站工程：抚顺清原、葫芦岛兴城、大连庄河、本溪桓仁(备选)抽水蓄能电站工程。
煤炭工程：煤矿安全改造、地质补充勘探、煤炭产业升级和瓦斯治理综合示范工程等。
石油天然气工程：大连至丹东天然气管道工程、中俄原油管道二线、中俄东线天然气管道建设、中海油营口LNG (前期工作)。
电网工程：葫芦岛宽邦、营口渤海(扩建)、鞍山(扩建)、沈阳盛京(扩建)、盘锦鹤乡(扩建)、大连交流岛、鞍山析木、抚顺北、辽阳张台(扩建)、铁岭铁北、沈阳新民等500千伏输变电工程，核电送出工程、大型火电送出工程以及京沈客专等电铁外部供电工程等。
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十四、河北省
优化能源供应保障体系
贯彻能源革命战略思想，落实节约、清洁、安全战略方针，筑牢能源安全底线、严格生态环保红线、突出节约提效主线“三线”思维，加快推进清洁能源替代，构建安全可持续的能源供应保障体系，打造京津冀区域清洁能源供应保障基地。
1 提高生产供应能力
推进煤炭安全技术改造工程，建设生态友好、安全高效、管理标准的现代化矿井，加快推进资源枯竭矿井的退出，淘汰煤炭落后产能，煤矿生产企业控制在20家以内，省内煤炭产量压缩到5000万吨左右。合理布局建设大型高效燃煤机组，加快发展以背压式机组和燃气机组为主的热电联产，全面完成煤电节能升级和超低排放改造，强化区域内电源支撑，到2020年电力装机容量9800万千瓦、发电量3485亿千瓦时。深入开展常规及非常规油气资源勘探，原油、天然气产量稳定在590万吨和9亿立方米以上。整合地方炼油企业搬迁至曹妃甸等沿海石化基地发展，建设大型炼化一体化项目，加快油品质量升级，原油加工能力达到7300万吨以上。积极参与国内外资源富集地区能源开发，扩大LNG、原油进口规模。
2 优化能源供应结构
大力推进天然气、电能替代煤炭、非化石能源替代化石能源两大替代工程。深化与中石油、中石化、中海油及资源富集地区的战略合作，不断扩大天然气输入规模，继续实施煤层气、煤制气引进工程，有序发展煤气化。强化环保约束与市场激励，科学推进电能替代，推进陆上及海上风电基地建设，集中式与分布式并重加快发展光伏发电，有序开发利用地热资源，积极发展生物质燃料，全面提高可再生能源供应能力。加快建设沧州海兴核电和核燃料产业园，谋划推进承德长河、唐山冀东等内陆核电，开展核小堆供热示范工程。
3 完善能源基础设施
实行统一整体规划，构建布局合理、支撑力强、高效智能的能源输配体系。谋划推进输电通道、油气输送管道、LNG接卸设施等重大项目，提高能源资源输入能力。实施京津冀电力和油气管网互联互通工程，建设标准、政策一体化的新能源消纳体系，增强区域能源配送、消纳能力。优化发展燃煤火电，加快发展以背压式机组和燃气机组为主的热电联产项目，加快骨干电网和配电网建设改造，实施天然气“县县通”工程，完善洁净煤及型煤生产配送体系，提升能源配置能力和配送水平。加快建设丰宁、易县、抚宁等抽水蓄能电站，适度发展天然气调峰电站，建设不同规模、等级的天然气储气调峰设施，强化原油、成品油储备设施，增强能源调峰、应急能力。以分布式能源、地源热泵、多能互补、智能电网、新能源汽车等为重点，大力推广新型供能用能系统。加快互联网、大数据、云计算等技术推广应用，推进能源供需设施智能化、集成化和互联互通，逐步夯实能源互联网物理、技术基础，加快推进钢铁、建材等主要耗煤行业的清洁生产，减少污染。
能源重点项目
1.电力。建设曹妃甸、蔚县等支撑电源，推进涿州、保定西北郊、沧州运东、遵化、邢台、唐山北郊、承德上板城、三河电厂三期、秦皇岛开发区等热电联产项目。建设特高压、500千伏和220千伏电网工程、城镇配电网建设改造和农网改造升级工程、骨干支撑电源、大型燃气-蒸汽联合循环热电联产项目。
2.新能源。建设沧州海兴核电，加快推进承德长河、冀东核电前期工作。建设张家口、承德等地千万千瓦级风电基地和千万千瓦级光伏发电基地，唐山、沧州百万千瓦海上风电基地，建设奥运迎宾光伏廊道。建设张家口风光耦合制氢示范工程，核能小堆示范项目、地热能开发利用工程。建设丰宁、易县、抚宁抽水蓄能电站。
3.天然气。建设陕京四线、港清三线、中俄东线，研究推动山西至河北煤层气管线建设，建设中石化鄂安沧管线、中海油蒙西煤制气管线、武安新峰煤制气项目、唐山和沧州等LNG接收站，完善天然气应急调峰储备体系。
4.油品。建设曹妃甸大型炼化一体化项目和曹妃甸原油、成品油储备基地，建设武清-通州、石家庄-保定、沧州-南疆-唐山、锦州-郑州等成品油管线和天津港-华北石化原油管线。
5.煤炭。建设峰峰磁西、邢台北掌等煤矿项目，探索推进平原深部煤田和煤层气勘探开发。建设大型全密闭配煤中心及洁净型煤生产配送体系、开滦集团曹妃甸国家煤炭储备中心。
十五、四川省
加快清洁能源产业发展
1 大力推进国家优质清洁能源基地建设
以金沙江、雅砻江、大渡河“三江”水电开发为重点，优先建设龙头水库电站，加快建设乌东德、白鹤滩、两河口、双江口等一批大型水电项目，建成全国最大水电开发基地。科学有序推进风能、太阳能等新能源开发。加大川东北、川中及川西特大型、大型气田勘探开发，建成全国重要天然气生产基地。创新页岩气勘探开发模式，积极推进长宁—威远、富顺—永川、昭通(筠连、叙永、古蔺)等重点区块的勘探开发，建设川南国家级页岩气勘查开发试验区。以筠连、古叙国家规划矿区为重点，加大煤层气勘探开发，建设矿区资源综合协调开发利用示范区。继续做好核电论证、厂址规划和保护。
2 扩大清洁能源综合利用
统筹推进电力、燃气、热力、供冷等一体化集成互补、梯级利用，以分布式能源、智能微网、电动汽车充电设施为重点，构建大规模集中利用与小型分散利用并举的新型能源利用体系。加快工业节能升级改造，以锅炉、电动机、内燃机等关键用能设备为重点，积极推进“以电代油、以电代煤”。加快淘汰落后低效设备，推进余热、余压、余能综合回收利用。延长天然气产业链，提高民用、交通、发电、工业领域天然气消费比重。积极推进煤炭清洁利用和散煤治理。
3 推动清洁能源体制机制创新
积极推动电力、油气体制改革，创新清洁能源建设管理机制，建立健全统一开放、竞争有序的清洁能源市场体系。有序向社会资本开放配售电业务，培育购售电主体，有序放开发用电计划，推进电力交易机构相对独立，完善市场化交易机制，放开电网公平接入，建立分布式电源发展新机制。健全勘探开发区块准入、退出和转让机制，推动油气管网业务独立和公平开放，推动油气管网及接收、储备设施投资多元化。
能源产业重点领域
水电。重点抓好金沙江乌东德、白鹤滩、苏洼龙、叶巴滩、拉哇、巴塘、旭龙，大渡河双江口、猴子岩、长河坝、硬梁包、金川、丹巴、巴拉，雅砻江两河口、楞古、杨房沟、卡拉、孟底沟、牙根二级等“三江”流域大型水电站建设。规划研究老鹰岩水电站。
新能源。重点建设凉山州风电基地。在甘孜、阿坝、凉山、攀枝花等光照资源充足地区协调发展集中式与分布式光伏发电工程。建设生物质能开发利用示范项目。加强甘孜等高原地区地热能勘探利用。规划建设雅砻江、金沙江下游等流域风光水互补示范基地。
天然气。以川东北、川中、川西为主，加快中石油、中石化四川盆地常规天然气产能项目建设。
页岩气。鼓励多元化勘探开发，依托长宁-威远国家级页岩气开发先导示范区，发展页岩气上游勘探开发、下游综合利用、配套装备制造及油田服务的全产业链，建成全国重要的页岩气生产基地和页岩气装备制造及油田服务基地。
煤炭。重点推进筠连、古叙国家规划矿区资源综合协调开发，加快推进地面煤层气规模化开发利用。
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十六、湖北省
提升能源保障能力
大力推进能源革命，完善能源输送网络，健全能源储备体系，优化能源结构，加快能源技术创新，深化能源体制改革，构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系。
1 统筹电力供需保障
统筹协调电源和电网项目建设，以自建火电电源点为主，积极发展清洁能源，争取更多的三峡电能留存湖北，满足全省新增电力需求。加强输配电能力建设，提高全省电网的供电能力和安全可靠性。推进国家规划内的特高压输电项目建设，完善500千伏骨干网架，优化220千伏网络，建设渝鄂背靠背工程。加快农村电网和城市配网升级改造，促进各电压等级配电网络协调发展。构建适应分布式能源、电动汽车、微电网等新型用能方式发展需要的智能现代电力系统。开展接纳西南水电和北方火电相关研究工作。进一步深化电力体制改革，逐步理顺电价形成机制，有序放开竞争性业务。
2 加快煤炭和油气基础设施建设
加快推进泛武汉煤炭储配基地建设，做好荆州煤炭物流园区建设，开展武汉新港、襄阳余家湖、宜昌枝城港等煤炭储配基地及区域煤炭交易市场前期研究工作，促进煤炭物流发展。加快小煤矿关闭退出。加强与陕西、甘肃、内蒙古、山西等能源资源大省(区)及主要能源企业战略合作，拓宽我省能源资源供应渠道。加快天然气、原油、成品油管道建设，油气管道总长度达到1万公里。加强油气管道安全保护及隐患整治。推进云应、潜江地下储气库及城市储气设施建设。积极争取落实西气东输三线、新疆煤制气外输管道供应湖北的天然气资源，积极争取输入我国的进口管道天然气资源，引进海外液化天然气。落实国家石油天然气体制改革总体方案。加快推进省内炼油企业油品质量升级和适应性改造工程，2016年底前全面供应国Ⅴ车用汽柴油。
3 推进煤炭清洁高效利用
科学规划布局，新增火电装机规模1300万千瓦左右。建设一批清洁高效的大型燃煤火电项目，在热负荷集中地区适当建设热电联产及供热管网项目。新建燃煤发电机组供电煤耗必须低于每千瓦时300克标准煤，污染物排放达到燃气机组排放水平。加快现役燃煤发电机组(包括热电联产机组)环保设施升级改造，使所有现役电厂每千瓦时平均煤耗低于310克，淘汰关停不达标的小型燃煤发电机组。探索推进煤制气、煤制烯烃等煤炭清洁高效利用项目。做好钢铁、建材等主要耗煤行业的清洁生产，减少污染。
4 大力发展新能源和可再生能源
十七、山东省
构建现代能源体系
坚持节约、清洁、安全发展方针，增强能源供给保障能力，优化能源布局和结构，建设覆盖城乡、绿色智慧的能源输配网络，率先构建起清洁低碳、安全高效的现代能源体系。提高能源保障能力。实施能源保障和能源网络工程，建立健全统筹内外、多元互补的能源供应保障体系。加快推进资源枯竭矿井的退出，淘汰耗能高、效率低、煤质差、事故多发、回采率低、环境治理不达标的煤矿。2020 年，省内煤炭产量控制在 1 亿吨左右。加强能源合作，建设宁蒙、晋陕、云贵、新疆、澳大利亚五大省外、海外生产基地。稳定开发油气资源，加快推进近海油气田和页岩油开发，充分利用境外油气资源。优化发展高效清洁煤电，打造北部沿海生态煤电集群、“路口”高效煤电走廊和鲁西南煤电一体化开发基地;建设海阳、荣成两大核电基地和陆上、海上双千万千瓦级风电基地，实施光伏发电示范工程，合理布局生物质发电项目和抽水蓄能电站。实施“外电入鲁”战略，到 2020年接纳省外来电能力达到 2400 万千瓦左右。 完善能源储输网络。统筹省外能源引进和省内产需衔接，构筑煤炭主要运输网络，加快建设枣庄、泰安、菏泽、德州煤炭应急储备基地。积极对接西气东输、中俄东线等国家骨干输气工程，加强国家原油战略储备基地建设，推进商业原油、成品油储备。加快内蒙古、陕西、山西等省区至我省特高压送电通道和省内特高压电网建设，完善特高压网络。加强“互联网+”智慧能源基础设施建设，实施微电网示范推广工程。
调整优化能源结构。以发展清洁低碳能源为主攻方向，推动能源结构持续优化。加强煤炭分质分级、清洁化利用，大幅提高新能源和可再生能源利用规模，大力推动绿色电力、绿色热力、绿色燃料生产和应用。扩大风电、光伏、核电等装机规模。继续扩大太阳能、生物质能和浅层地温能等可再生能源在供暖、热水等领域的应用，提高城镇集中供热普及率。重点推进生物质燃气、生物质固体成型燃料、生物质液体燃料的生产和应用，补充替代常规能源。推进绿色能源示范县、新能源示范城市建设。实施气化山东工程，积极调整工业燃料结构，实施天然气燃料替代。加快天然气加气设施建设，稳步推进液化天然气、压缩天然气在交通运输领域应用。适度发展天然气发电，鼓励建设天然气热电联产和冷热电三联供分布式能源工程。合理控制煤炭消费，鼓励实施环保煤粉锅炉替代、清洁型煤替代散煤和电能替代燃煤工程。加强车用充电设施建设。
现代能源体系推进重点
能源保障工程：巨野煤炭基地开发;青岛 LNG 二期、烟台、日照LNG 项目;大唐东营、华能莱芜、华电莱州、国电博兴、国华寿光、国电费县、华电定陶、大唐郓城、华润菏泽二期、大唐莒南、华电齐河、泰安东平、国电新泰等百万千瓦级，华润微山湖、华能八角、百年电力、华能祥光、华电十里泉、国电高密、国电菏泽等 60 万千瓦级和八一热电、田陈富源、菏泽赵楼、莒县浩宇、郯化热电等 30 万千瓦级高效煤电项目;华信日照石油储备项目;海阳、荣成核电项目;济宁、枣庄、菏泽、泰安等煤炭塌陷地光伏示范工程;泰安二期、文登、费县、莱芜、潍坊、枣庄等抽水蓄能电站。
能源网络工程：董家口至潍坊至东营至滨州、董家口至胜利油田、日照至濮阳至洛阳等原油管线;烟台至青岛、菏泽至商丘等成品油管线;连云港赣榆港区至临沂临港输油管线;中俄东线山东段、新粤浙豫鲁支线、天津 LNG 至东营支线等天然气管线;锡盟至济南、榆横至潍坊、上海庙至临沂等特高压输变电工程。
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十八、黑龙江省
强化能源基础设施建设
推进我省特高压外送通道前期工作，建设向扎鲁特汇集电力通道。构建东、西部500千伏电网环网结构，继续优化220千伏电网结构，满足负荷增长和电源送出需求。加快城市电网建设改造，提高供电可靠性。加大农网改造升级力度，着力解决农村电网“卡脖子”和低电压问题。适应分布式电源、新能源和多元化负荷发展需要，提高电网智能化水平，提升能源利用率。推进分布式能源网络、新能源微电网建设。在风能、太阳能等可再生资源条件较好、发展利用较快地区，推动建设以用户端自发自用为主的分布式能源网络。
电网建设重点项目
优化能源结构，鼓励发展背压式供热机组，统筹推进低热值煤发电项目建设，大力发展清洁燃烧发电技术。加快发展新能源和可再生能源，提高清洁能源比重。合理发展风电，打造国家级大型风电基地。积极发展光伏发电，利用西部盐碱地等未利用地，打造百万千瓦级大型光伏发电基地。在粮食主产区和秸秆富集地区发展生物质发电。有序推进水电开发。加快开发地热资源。推进牡丹江荒沟抽水蓄能电站建设，加快尚志等抽水蓄能电站前期工作。到2020年，全省电力总装机规模达到4200万千瓦左右，其中新能源和可再生能源装机容量达到1670万千瓦。
电源建设目标和重点
加强油气管网建设，推进中俄原油管道二线工程和中俄东线天然气管道建设，谋划建设明水-绥化-哈尔滨北和大庆-哈尔滨支线，加快建设向东部延伸的干线管网，实现哈、大、齐、牡、佳等省级干线管网互联互通。
十九、江苏省
构建清洁低碳安全高效现代能源体系
切实保障能源安全。坚持安全生产，调整优化煤炭、石油等传统能源省内生产能力。积极扩大风能、太阳能、核能等新兴能源开发利用规模，提升原油、煤炭等一次能源清洁高效转化能力，构建主体多元、多层互补的能源储备体系。深化国内外能源合作，积极拓展重要能源资源来源，加快构建以煤炭、天然气、电力等为主的安全稳定供应体系。扎实推进国家规划的特高压工程建设，稳妥扩大区外来电规模，积极调整区外来电结构，努力探索跨区域电力电能市场化配置。到2020年，各类能源资源供给能力达到4亿吨标准煤左右，省内电力装机达到1.3亿千瓦左右。
加快推进能源变革。优化能源生产结构，安全发展核电，大力发展风能、太阳能、生物质能等可再生能源，推动清洁高效、低碳优质能源逐步成为增量能源贡献主体。优化能源消费结构，在持续控制能源和煤炭消费总量的同时，加快推进煤电节能减排升级与改造，结合整合关停燃煤锅炉，优化发展热电联产，继续扩大天然气、水电等省外清洁能源利用规模。加快能源科技革命，积极推进能源领域互联网技术应用，加快智能电网建设，以太阳能、风能、生物质能和天然气为重点，发展分布式能源，实现清洁能源分散布局、就地消纳、梯级利用。加强新型燃煤发电、核电、智能电网、风能和太阳能技术装备等技术研发应用，提升能源利用效率。加快能源体制机制改革，以电力、油气领域为重点，推进能源资源市场化配置，逐步建立统一开放、竞争有序的能源市场体系。支持盐城东台创建国家沿海清洁能源综合示范区。
持续优化储运网络。优化电网主干网架结构，提升经济便捷输送能力，推动大中城市配电网基本实现智能化。加强原油储运基础设施建设，提高原油管输能力，重点建设日照-仪征复线连云港支线原油输送管道，推进鲁宁线(江苏段)安全隐患整治工程，累计形成原油管道1500公里。合理布局成品油管道，建成中石化江北成品油管道及配套油库，累计形成成品油管道1500公里。完善天然气管网及其配套设施，优化苏中苏北管网，重点建设中石油中俄东线江苏段、沿海管道、海门-太仓过江管道以及中海油滨海LNG接收站外输管线，实现天然气管网县区全覆盖。加快沿海千万吨级LNG接收基地建设。提升天然气储气调峰能力，加快建设金坛、淮安等地下储气库。
能源保障体系建设重点
电源布局优化：燃煤发电，苏南地区除燃煤背压机组外不再新建燃煤发电项目，苏中沿江地区不再新辟厂址新上煤电项目并严控原有厂址扩建，支撑性电源建设重点转向苏北特别是沿海地区;天然气发电，重点布局满足片网调峰需要的调峰电站;抽水蓄能电站，建成溧阳抽水蓄能电站，开工建设句容抽水蓄能电站和连云港抽水蓄能电站。
非化石能源发展：核电，建成田湾核电二期工程，加快建设三期工程，开展第二核电厂址优选和保护工作;风电，海陆并举、以海为主，兼顾内陆中低速风能开发，形成800-1000万千瓦装机;光伏，集中与分散相结合，着力发展屋顶等分布式光伏，形成800-1000万千瓦装机;生物质能，以农村秸秆和城乡生产生活垃圾为重点，多方式处置利用，形成150万千瓦装机。
热电联产提升：优先发展淮北地区生活采暖型热电联产项目;优化发展以各类开发区(工业园区)生产经营单位为服务对象的工业生产型热电联产;苏南地区位于城区的燃煤热电联产机组，逐步实现天然气替代。
千万吨级LNG接收基地建设：加快中石油如东LNG二期工程建设进度;建成新疆广汇启东LNG分销储运一期工程，推进二期工程;开工建设中海油滨海LNG接收站;推进华电、协鑫LNG接收站前期工作，争取“十三五”开工。
二十、广东省
建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系，大力发展清洁能源，安全高效发展核电，积极发展风电、蓄能、太阳能光伏发电，开发利用地热能。加强电源建设，完善电源布局，优化电网结构，合理规划全省电厂建设，推进智能电网和分布式能源系统建设。加强天然气、油品和煤炭等能源储备，逐步形成统一高效的能源输配网络和应急储备体系。
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二十一、海南省
电源点结构建设。构建以清洁煤电、核电为主力电源，燃气和抽水蓄能为调峰电源，以可再生能源为重要组成部分的电源结构。适度超前发展高参数高能效清洁煤电，开展“能效电厂”建设示范工程，对现役机组实施节能环保改造升级;对新建电厂采用清洁煤电技术，严格执行能效和环保准入标准，有效提高能源利用效率，主要污染物排放指标达到或高于气电标准。重点推进海口电厂五期2台66万千瓦超超临界燃煤机组建设，推进洋浦热电联产工程2台35万千瓦机组建设。安全推进核电项目规划建设，开工建设昌江核电二期2台机组，加强安全通道建设。确保琼中抽水蓄能电站3台20万千瓦机组按期投产，开工建设三亚羊林抽水蓄能电站。适时建设琼东和三亚燃气调峰电厂。积极利用屋顶、废弃矿区建设太阳能发电项目。推进生活垃圾焚烧发电、沼气发电、生物质发电和余热余压发电等项目。稳妥推进海上风电开发。
建设海南智能电网系统。大幅提升电网智能化水平，适应新能源、分布式电源和储能设备接入要求，强化配电网架结构，推进自动化和信息化建设。提升电网系统抗灾能力建设，提供区域间事故支持和备用功能，提高配电网智能化水平。完善智能计量体系建设，构建覆盖全业务流程的智能用电系统和双向互动的营销技术支持平台，提高客户服务水平。
继续加强海南电网220kV主网架结构建设。加快建设跨海联网二回工程，形成环绕沿海各个负荷中心的220kV双环网和核电至海口、儋州至琼海、东方至陵水三条220kV双回路输电通道，实现全省“双回路跨海联网、双环网沿海覆盖、三通道东西贯通”的电力主网架格局。
加快建设覆盖全岛的电动汽车充电站(桩)。建立政府、企业、电力等多部门协调推进机制，推进全省电动汽车充电站(桩)建设，通过企业自建或多方合作方式建设以快充为主的城际充换电基础设施，实现全岛高速公路城际充换电站全覆盖，到“十三五”末建成覆盖全省的电动汽车充换电服务网络。以海口、三亚为电动汽车试点应用核心示范城市，在住宅小区、大型公共建筑物、社会公用停车场、具备条件的政府机关和企事业单位停车场等地建设电动汽车充电桩，辐射带动周边地区乃至全岛。在现有海口龙华电动汽车充换电站运营管理系统平台的基础上，大力推进“互联网+电动汽车”建设，创建全省电动汽车与充换电设施信息管理平台，促进电动汽车快速有序发展。
实施“气化海岛”工程。2017年底前完成文昌—琼海—万宁—陵水—三亚的天然气干线管道建设，形成全省天然气环岛主干网。到2020年，建成“田字形”供气管道，大幅提高全岛天然气普及率，市县全部纳入全省天然气管网，实现县县通管道气，全省城镇燃气气化率达到98%以上，其中天然气气化率达到57%左右。探索建立天然气基础设施建设与运营的市场化机制，鼓励社会资本参与天然气管网和配套加气站点投资建设与运营。适时建设琼粤天然气管线和海南LNG仓储转运中心。加强储气调峰设施和LNG接收、存储设施建设，鼓励发展企业商业储备，支持天然气生产企业参与调峰，提高储气规模和应急调峰能力。
二十二、吉林省
推动能源革命，调整优化能源结构，加强能源通道建设，构建安全、稳定、高效、多元、清洁的现代能源保障体系。
发展清洁能源。推进国家级清洁能源基地建设，实施清洁能源综合利用工程，有效开发利用新能源和可再生能源。加快发展风电，有序发展太阳能发电，建设国家千万千瓦级风电基地和百万千瓦级光伏发电基地。因地制宜发展生物质热电联产、热电气联产、垃圾发电和生物质成型燃料等。选择条件适宜地区开展小型供热堆示范项目，推广和应用分布式能源系统。到2020年，全省风电、光伏、生物质发电装机分别力争达到1000万千瓦、240万千瓦、100万千瓦。
清洁能源重点工程（项目）
推进传统能源多元发展。以大型骨干企业为主体，推进煤矿机械化、标准化、自动化、信息化、智能化建设，加快推进资源枯竭矿井的退出，淘汰煤炭落后产能，规范省内煤炭资源开发秩序，推动域外和境外煤炭资源合作开发。加大煤炭、石油、天然气资源勘探力度和技术创新，努力实现油气增储上产，推进煤层气、页岩气等非常规油气资源开发利用。到2020年，全省煤炭、原油、天然气年产量分别稳定在2500万吨、394万吨和25亿立方米。优先发展背压机组热电联产，严格控制新建、扩建大型常规燃煤火电，加快建设中东部地区抽水蓄能电站，有效提高电网调峰能力。
传统能源重点工程（项目）
加快能源通道建设。结合东北区域电网整体情况，推挤电力外送通道建设，向华北等地区送电，有效解决“窝电”问题。建成省内“两横两纵”500千伏主干网架结构，推进农村电网改造升级，促进各电压等级协调发展。推进油气管道建设，构筑东北天然气战略通道，建设中俄东线天然气干线管道，完善省内支线管道布局。继续实施“气化吉林”工程，到2020年，实现县及县级以上城市天然气输气管网全覆盖、城镇管道覆盖率达到80%、天然气气化率达到80%。
能源输送通道
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二十三、宁夏回族自治区
调整优化煤炭生产结构。压缩无烟煤、炼焦煤产量，适度扩大电力化工用煤产能。探索推广充填开采、保水开采等绿色采煤技术，建成一批智能化、现代化矿井。推进宁东现有煤矿产业技术升级，推广运用数字化矿山信息技术，实现采掘、洗选智能化管理。关闭一批与自然保护区范围重叠的小煤矿，引导退出一批长期亏损、安全条件差的老矿井，关停一批煤质差、暂无市场需求的大中型矿井。支持发电、化工企业通过收购、参股等方式参与煤矿建设生产，推动煤电、煤化联营。到2020年，形成宁东亿吨级现代化煤炭生产能力。
推动煤电清洁高效发展。围绕扩大电力外送规模，建成宁东至浙江特高压直流输电工程，配套建设6个大型现代化燃煤发电厂，把宁东建成千万千瓦级的“西电东送”火电基地;建成5个城市热电和4个大型燃煤火电厂，满足区内用电、用热需求;新建机组严格执行能效和环保准入标准，采用超临界、超超临界和高效脱硫、脱硝、除尘、空冷、超低排放等先进技术。实施燃煤电厂节能减排升级改造行动计划，对现役机组全部进行升级改造，提高发电效率，降低污染物排放。到2020年，全区煤电装机达到3600万千瓦。
全面开展燃煤电厂超低排放改造工程，淘汰地级市建成区20吨/时及以下燃煤锅炉，淘汰所辖县市10吨/时及以下燃煤锅炉;开展20吨/时以上燃煤锅炉除尘、脱硫、脱销改造;全力推进城市热电联产及集中供热，银川市完成燃煤企业余(废)气集中供热改造;完成全区铁合金、电石矿热炉污染综合治理工程等。
实行能源消耗总量和强度双控行动，强化节能目标责任考核，深入推进工业、建筑、交通、公共机构等领域节能，健全节能标准体系，加大节能监察力度，严格执行产品能耗限额等强制性节能标准，强化固定资产投资项目节能评估和审查。加强节能能力建设，建设智慧能源管理平台。实施全民节能行动计划，实施重点用能行业效能提升行动计划，落实绿色建筑行动方案，推进“新城镇、新能源、新生活”行动计划，实施川区城市燃煤供热锅炉代替工程、山区城镇天然气联通工程，推动全社会用能方式变革，力争能源消费总量控制在国家下达指标内。
二十四、内蒙古自治区
巩固提升能源产业发展水平
坚持“节约、清洁、高效、安全”的战略方针，推进能源生产和消费革命。科学规划煤炭开发布局，运用市场化机制推动煤炭及其上下游企业联合重组，促进煤炭企业转型升级，提升发展水平。控制煤炭产能过快增长，保障煤电及煤化工基地用煤需求，大力推进煤炭清洁转化、高效利用，实现煤炭转化率超过50%。按照基地化、规模化、集约化的要求，发展清洁高效、大容量燃煤机组，有序推进呼伦贝尔、锡林郭勒、鄂尔多斯三大煤电基地大型坑口燃煤电站群建设，在城市、工业园区等负荷集中地区统筹规划、合理布局热电联产机组及自备电厂等综合利用电站，到2020年全区火电装机达到1.4亿千瓦，新建机组严格执行先进的能效、水耗、排放标准，60万千瓦及以上机组占比提高到50%。实施燃煤电厂超低排放和节能改造，进一步提升全区煤电高效清洁发展水平，加强石油、天然气(煤层气)开发利用，提高天然气(煤制气)消费比重。积极推动实施电采暖、工业电锅炉、电动汽车等电能替代工程，提高电能占终端能源消费比重。
加快发展新能源产业
坚持“集中式与分布式并举、区内消纳与外送相结合”，统筹规划、有序开发，支持在荒漠戈壁区域、矿山废弃地发展新能源产业，建设阿拉善(乌海)、包头北(巴彦淖尔)、鄂尔多斯(巴彦淖尔、乌海、阿拉善)、乌兰察布(呼和浩特)、锡林郭勒、赤峰、通辽、呼伦贝尔(兴安)等新能源基地，建立健全新能源保障性收购长效机制，依托电力通道打捆外送;积极开展风电信息接入与利用、风电运行特征研究、风电运行气象保障体系、风电功率预测技术及系统开发、风电安全稳定运行管理、太阳能发电、储热等方面的关键技术研究与攻关，发展风电供热和分布式光伏电站，合理布局抽水蓄能项目，推动储能技术突破和规模化应用，开展新能源微电网示范项目研究，提高可再生能源消纳能力。积极培育纤维素制燃料乙醇等基于非粮原料的下一代生物能源产业，在蒙东地区以赤峰为中心推动生物天然气示范区建设。依托包头现有重水堆、压水堆、AP1000、高温制冷堆等核燃料元件生产线，以及正在研发的拥有自主知识产权的第三代核燃料技术，在包头建设国家核燃料生产基地。依托内蒙古的铀资源，加快铀矿深加工纯化转化一体化，实现铀矿就地转化，建设国家级铀纯化转化基地。到2020年新能源装机达到8000万千瓦，占总装机的36%，其中利用锡盟至山东、锡盟至江苏、蒙西至天津南、上海庙至山东4条电力输送通道外送3300万千瓦，自治区消纳约4700万千瓦。
加快电力通道建设
建成已列入国家大气污染防治行动计划重点输电通道方案的锡盟至山东、锡盟至江苏、蒙西至天津南、上海庙至山东4条特高压外送电通道，争取国家启动建设扎鲁特至山东、赤峰至华北、呼伦贝尔(兴安)至华北、包头北(巴彦淖尔)至江西、鄂尔多斯至江苏、蒙西至晋中、蒙西至湘南(武汉)、阿拉善(乌海)至华中、乌兰察布(呼和浩特)至华北、锡林郭勒至张北等输电通道，到2020年全区外送电能力超过7000万千瓦。加强区内500千伏主干网架建设，蒙西地区形成“四横五纵”的500千伏主网架，蒙东地区建成呼伦贝尔、兴安、通辽、赤峰一体化的主网架。不断提高地区电网供电能力，全区各旗县实现220千伏变电站全覆盖;加快实施新一轮城镇配电网和农村电网建设改造，满足城镇化和新农村新牧区建设的用电需求;提高电网智能化水平，建设智能配电网，鼓励分布式电源建设，在通辽、鄂尔多斯等地区开展区域微型电网试点;加快电动汽车充电基础设施示范推广，推动充电基础设施体系建设。
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二十五、广西壮族自治区
构建现代能源体系
以节能优先、绿色低碳为导向，推动能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系。
1 推进能源多元清洁发展
合理规划布局，加快结构调整，大幅提高清洁能源比重，创建国家清洁能源示范省区。稳妥加快发展核电，加快在建项目建设，推动列入国家规划的项目前期工作。优化提升发展火电，根据负荷情况开工建设一批高效燃煤火电项目。深度开发水电，加快建设大型水电站，规划建设抽水蓄能电站。大力发展可再生能源，推进资源富集、消纳条件好的地区风电开发，发展分布式光伏发电，鼓励农光互补、渔光互补等光伏发电，开发生物质发电、生物燃气、生物制油和大中型沼气，探索地热能、海洋能等开发利用。推进沿海液化天然气(LNG)项目建设。加快中心城区天然气管网及市县支线管道建设，建成覆盖城乡的天然气输送网络，实现县县通天然气。加强城乡配电网改造，建设智能电网和分布式能源。推进北部湾大型原油储备库、煤炭储配基地和防城港、北海、钦州煤炭物流园区建设。加快新能源示范城市、绿色能源示范县建设。深化电力体制改革，形成有效竞争的市场机制。2020年电源装机容量达到4700万千瓦，其中非水可再生能源装机500万千瓦左右。
2 促进能源节约利用
推进能源消费与经济增长挂钩，实施能源消费总量控制、高耗能行业能源消费约束控制、其他行业按平均先进能效标准约束控制。实施煤电节能减排改造升级行动计划，淘汰分散燃煤小锅炉，推进煤电高效清洁利用。鼓励发展热电联产，有条件地区发展热电冷三联供。开展电力需求侧管理城市综合试点，推广能效电厂示范。实施新城镇、新能源、新生活行动计划，提高建筑节能标准，倡导绿色出行，推动全社会用能方式变革。2020年能源消费总量控制在1.3亿吨标煤左右。
3 加强能源合作
拓展能源区域合作，建成“一带一路”国际能源资源合作基地。积极引进云南水电，参与大湄公河次区域电力联网建设，扩大从东盟、澳大利亚、拉美的煤炭、油气、生物质资源进口，加快推进沿海核电、煤炭储运基地和配送中心、油气接收及加工转化、煤电一体化等项目建设。支持大型能源企业走出去，开发境外能源基地和园区。
能源建设工程
核电：建设红沙核电二期，推进防城港白龙、平南等核电项目前期工作。
水电：建设大藤峡、瓦村水电站，改造乐滩水电站。
火电：建成神华北海电厂一期，防城港、钦州电厂二期，鹿寨热电等热电联产和一批高效燃煤火电项目。
风电：推进风能资源富集地区的风电项目建设，新增风电装机250万千瓦。
电网：建成北海、桂南(如画)输变电工程。建设南宁金陵、防城港南等输变电工程，推进配电网和农村电网升级改造。
天然气：建成北海、防城港LNG项目，建设天然气加气母站和子站。
新能源和绿色能源示范市县：建设南宁、梧州、来宾等国家级新能源示范城市，灌阳、融安、恭城、武鸣等绿色能源示范县。
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二十六、西藏自治区
提高能源保障能力
完善能源生产供给体系。加快雅鲁藏布江中游等河流电源项目和藏中燃气电站建设，规划建设大型并网光伏、光热电站，鼓励发展分布式光伏发电系统，积极开发利用风能、地热能，满足区内需求的电力装机容量达460万千瓦。推进青藏联网工程，实现昌都电网与藏中电网联网，推进阿里电网与藏中电网联网，力争建成覆盖全区的统一电网。研究推进阿里电网与新疆电网联网。加快主电网延伸，实施农牧区电网延伸扩面工程，建设小康电示范县，完善城镇配电网。升级改造七地(市)城市电网。推进进藏输气、输油管线建设，完善油气运输和储备设施，提升一次能源保障能力。
能源领域重点任务
01电源
建成加查、大古水电站和藏中燃气电站，开工建设街需、康工、林芝、阿青、冷达、仲达、巴玉、忠玉、侧格、约龙水电站。拉萨、山南、日喀则、昌都建设大型光伏、光热电站，阿里建设分布式太阳能光伏电站。那曲、山南、日喀则布局风电场。拉萨、阿里开发地热发电资源。
02电网
中部电网与昌都电网联网工程、中部电网与阿里电网联网、电网网架完善工程、拉林铁路电气化供电工程、青藏铁路电气化供电工程、电源接入工程、城市电网建设与改造。
03油气
适时建设格尔木至拉萨输气管线，开展拉萨至日喀则和拉萨至山南输气管道前期工作。格尔木至拉萨输油管线扩能。实施980油库至725油库管线搬迁工程。
第三节 优化能源结构
发展清洁低碳与安全高效能源作为调整能源结构的主攻方向，改善能源供应和消费结构。积极发展水电，加大区外优质能源输入，大力推广太阳能、天然气利用，提高电力消费比重，控制煤炭、石油消费，加快城乡居民传统生物质能消费替代，清洁低碳能源消费比重超过55%。
深化电力体制改革
接轨国家电力体制改革总体方向，加快“政企分开、厂网分离”，建立发供电现代企业管理体制。推进农村电力管理体制改革，积极支持国家电网企业和发电企业承担农村电力建设和管理，逐步由代管向直供直管的农电管理模式转变，建立和完善农牧区电力设施运行维护管理和电力普遍服务补偿机制。充分发挥中央投资主渠道作用，完善能源保障补偿机制，引导社会资本投资能源设施建设与运营，研究设立推动西藏水电持续发展的基金。规范和理顺电价形成机制，有序调整上网标杆电价，促进资源优化配置和电力行业健康有序发展。
二十七、新疆维吾尔自治区
建设国家大型煤炭煤电煤化工基地
煤炭方面。坚持安全、绿色、集约、高效发展的原则，以推进煤炭清洁高效利用为主攻方向，以调整产业结构和转变发展方式为重点，依托准噶尔、吐哈、伊犁、库拜四大煤田，建设国家第十四个大型煤炭基地。准噶尔煤田以发展“疆电外送”、煤炭深加工项目为主，参与“疆煤外运”，配套开发五彩湾、大井、西黑山、将军庙、塔城白杨河等矿区;吐哈煤田以“疆煤外运”和“疆电外送”为主，适度发展煤炭分质利用项目，重点开发大南湖、三塘湖、淖毛湖、三道岭、克(布)尔碱等矿区;伊犁煤田以发展煤化工示范项目、适度发展煤电，实施煤炭就地加工转化，重点开发伊宁矿区;库拜煤田主要满足南疆四地州生产、生活用煤为主，适度发展煤电和现代煤化工，重点开发阿艾、拜城矿区。结合“疆电外送”、“西气东输”、“疆煤外运”等重大工程项目，优先开发建设大型特大型现代化煤矿，积极推进开发大型绿色矿山示范项目。大力改造现有中小型煤矿，坚决关停一批技术水平低、存在安全隐患的小煤矿，严禁在水源涵养区、饮用水源保护区、风景名胜区等生态敏感区域开发煤矿项目。
煤电方面。结合疆内能源密集型产业发展需求，重点建设大容量、高参数、节能、节水、环保、煤电一体化机组。实施煤电节能减排升级改造行动计划，逐步关停不符合产业政策、高污染、高耗能的小火电机组，提升煤电发展水平。根据居民供热和工业热负荷需求，因地制宜布局一批中心城市、人口密集城市及工业园区热电联产机组项目，重点加快伊宁、哈密、吐鲁番、塔城、沙湾、吉木萨尔、奇台、库尔勒、阿克苏、乌恰等热电厂建设。在满足疆内用电需求的同时，大力实施“疆电外送”工程，建设准东、哈密千万千瓦级煤电基地。
煤化工方面。在生态环境、水资源条件允许的前提下，坚持示范先行，适度发展、量水而行、清洁高效转化，按照“基地化、大型化、集约化、一体化”发展要求，科学发展煤制天然气、煤炭分级分质综合利用项目，有序推进煤制油、煤制烯烃等煤化工项目，全力推进高能效、低煤耗、低水耗以及实现液态废物近零排放和技术装备自主化的现代煤化工项目，构建以煤炭深加工为核心的循环经济产业链，重点建设准东、准北国家级煤炭深加工产业示范区。
煤炭煤电煤化工建设项目
煤炭：加快推进准东、哈密煤电基地以及准东、伊犁煤化工示范工程配套的新疆天池能源准东大井矿区南露天煤矿(3000万吨/年)、神华准东五彩湾矿区三号露天煤矿(1000万吨/年)、国投大南湖矿区西区七号矿井(1200万吨/年)等煤矿项目建设。
煤电：加快推进准东-华东(皖南)±1100千伏特高压直流输电工程及配套7个1320万千瓦电源项目建设;启动阿克苏纺织工业城热电厂(2×35万千瓦)、库尔勒纺织工业城热电厂(2×35万千瓦)、乌恰热电厂(2×66万千瓦)等疆内自用电源项目。
煤化工：加快推进国务院批准同意开展前期工作的准东年产300亿立方米煤制气示范项目建设;推进美克化工煤基精细化工产业一体化项目和美克化工与BASF新材料项目建设。
建设国家大型油气生产加工和储备基地
按照“稳步推进、重点突破、互利共赢、惠及民生”的原则，全面推进新疆油气资源开发利用。在资源勘探开发利用转化过程中提高地方参与程度，加大石油天然气资源在新疆加工转化力度。推进中央驻疆油气开发企业的就地注册，加快与新疆本地企业合资合作，支持在新疆注册成立公司的企业参与新疆油气区块竞争出让，鼓励和支持各类企业参与石油和非常规油气资源勘探开发。围绕塔里木、准噶尔和吐哈三大油气资源，重点建设独山子、乌鲁木齐、克拉玛依、南疆塔河石化等千万吨级大型炼化一体化基地。支持在沿边重点地区优先布局进口能源资源加工转化利用项目和进口资源落地加工项目，发展外向型产业集群。支持企业“走出去”参加与周边国家油气资源开发合作，不断提升进口资源在疆加工比重。支持油气技术服务企业承揽境外工程，鼓励企业在中亚国家建立油气服务和技术装备基地。完善能源安全储备制度，进一步加强国家级油气储备基地建设，鼓励社会资本投资油气商业储备设施。加大煤层气、页岩油、油砂等非常规油气资源勘探开发力度。以准南、库拜煤田为重点，进一步加大煤层气资源的开发利用。
油气资源开发利用建设项目
1、油气开发。重点建设西北石油局油气勘探开发项目、新疆油田勘探开发项目、吐哈油田勘探开发项目、塔中西部油气勘探项目、塔里木油田油气勘探开发项目。
2、石油炼化。中国石油克拉玛依石化有限责任公司超稠油加工技术改造及油品质量升级项目(900万吨/年)、宝塔石化800万吨炼油项目、新疆中泰昆玉公司年产120万吨PTA项目、联合股份公司石化下游项目(10万吨/年苯乙烯、15万吨/年烷基化等)、乌苏华泰石油润滑油项目(年产60万吨润滑油、基础油)、荣盛集团40万吨/年乙二醇项目、鄯善县美汇特240万吨活性沥青项目、巴州乙烷制乙烯一阶段C3+混烃等项目。
3、非常规油气勘探开发。哈密巴里坤太姥页岩油项目、成大宝明(阜康)页岩油项目、克拉玛依油砂矿项目、庆华集团非常规资源利用项目、科林思德煤层气项目、阜康煤层气综合利用示范工程、吐哈盆地页岩气和准噶尔盆地南缘页岩气综合利用示范工程等项目。专栏5
建设国家大型新能源基地
充分发挥新疆风光资源、水能资源等优势，依靠科技创新推动风电、太阳能发电等新兴能源产业降低成本，加大开发力度，逐步提高清洁能源在整个能源结构中的比例，促进节能减排和能源结构调整。
稳步推进水电项目建设。综合考虑各流域实际情况，有序开发叶尔羌河、开都河、和田河、阿克苏河等9大流域水能资源，建设一批有调节能力的梯级水电站，积极推进阜康、哈密、阿克陶抽水蓄能电站建设，启动赛里木湖抽水蓄能水电站前期论证工作。
加快国家大型风电基地建设。结合电网条件及电力市场需求，加快哈密东南部、三塘湖-淖毛湖等九大风区风电开发，重点建设准东、达坂城、吐鲁番-哈密百里风区等百万千瓦级风电基地和哈密千万千瓦级风电基地，根据区内电力消纳情况，适时建设阿勒泰千万千瓦级风电基地。稳步推进达坂城、阿勒泰、塔城等地风电供暖试点。
建设百万千瓦级光伏发电基地。加快哈密、吐鲁番、巴州、博州、南疆四地州等区域太阳能资源开发，积极落实电力消纳，形成光伏发电“四大集群、两大基地”，积极推进光热电项目试点，有序发展分布式发电项目。
可再生能源项目
1、水电开发项目。重点托什干河亚曼苏(24.4万千瓦)、克孜河夏特水电站(24.8万千瓦)、开都河哈尔嘎廷郭勒水电站(21.9万千瓦)、开都河霍尔古图水电站(42.3万千瓦)、叶尔羌河錾高水电站(19.6万千瓦)、恰木萨水电站(20万千瓦)、布尔津河乔巴特水电站(67万千瓦)、库玛拉克河大石峡(78万千瓦)、阜康抽水蓄能电站(120万千瓦)、阿克陶抽水蓄能电站(60万千瓦)等水电站。
2、风光电开发项目。重点建设哈密千万千瓦级风电基地，达坂城、吐鲁番、昌吉、博州、塔城、巴州等百万千瓦级风电基地。加快哈密、吐鲁番、巴州、博州、塔城、南疆四地州等百万千瓦级光伏发电基地建设。
建设国家能源资源陆上大通道
加快油气管道建设，重点建设新疆煤制气外输管道工程、西气东输四线、西气东输五线、中俄西线喀纳斯-中卫段等4个输气管道项目(年输气能力1200亿立方米)。继续加大工作力度，积极争取国家支持，努力推进“疆电外送”工程建设，千方百计扩大“疆电外送”规模，提高内地市场接纳份额。力争到2020年疆电外送规模达到3000万千瓦左右。建成准东-华东(皖南)±1100千伏特高压直流输电线路工程、哈密北-河南信阳±800千伏特高压直流输电线路工程，启动准东-湖北武汉±1100千伏特高压直流输电线路工程及中巴联网工程前期工作和项目建设。通过兰新二线、将军庙-哈密-额济纳、库尔勒-格尔木、准东-阿勒泰-吉木乃口岸等铁路项目建设，提高新疆能源资源外运能力。
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二十八、北京市
提供绿色低碳能源
坚持清洁低碳发展方向，加快推动京津冀一体化清洁能源建设，保供与保洁并重，构建绿色低碳、安全高效、覆盖城乡的现代能源体系。
建成安全高可靠电网。加快电网一体化建设，依托国家特高压电网、华北电网，增强京津唐多方向外受电通道能力，推动扩大东北、山西、内蒙古等能源基地向京津冀输电规模。加快建成蒙西-天津南、锡盟-北京等特高压输电通道，形成东南西北四个方向500千伏主力送电通道，外受电能力达到3200万千瓦。建成以四大热电中心为主、区域能源中心为辅、新能源和可再生能源电站为补充的多元本地电源支撑体系，清洁能源发电装机比重达到100%。优化主网结构，规划建设通北、商务中心区、丽泽等500千伏变电站，建设高碑店、梨园等44项220千伏输变电工程。全面实施配网升级改造，重点推进架空线入地、老旧小区电网配电设施改造、配网结构优化、装备水平提升等工程，供电可靠性提高到99.995%。实施新一轮农村电网改造，农村地区供电可靠性达到99.99%，户均变电容量达到7千伏安，实现城市与农村供电保障能力无差别。农村电采暖用户户均变电容量达到9千伏安。积极推进能源互联网建设，基本实现新能源、分布式电源就地消纳接入和并网运行。
完善燃气设施体系。推动加强京津冀天然气输配系统网络化建设，促进华北、大港地下储气库，以及曹妃甸液化天然气接收码头资源统筹、区域内联络通道完善、调峰储气设施合理布局，提高区域天然气互济调峰和应急保障能力。建成陕京四线“一干三支”管线，实现北京外围10兆帕供气管线成环，加快推进中俄东线建设，形成多源多向燃气供应体系。新建平谷、延庆等接收门站及分输站，门站及分输站总数达到13座，接收能力达到3.5亿立方米/日。2020年建成覆盖中心城和全部新城、部分乡镇、工业园区和周边有条件的农村地区的燃气管网。完善农村液化石油气供应服务体系。有序发展中小型天然气分布式能源系统。
发展城乡清洁供热。扩大与津冀等周边地区清洁供热合作，扩大三河热电厂向通州供热能力，实现京能涿州热电厂向房山地区供热，推进天津盘山电厂、河北下花园电厂为平谷、延庆供热。继续推进“1+4+N+X”供热体系建设。优化供热结构，全市清洁能源供热面积比例达到95%以上。稳定城市热网供热规模，基本完成老旧热网更新改造，完成新城和镇区燃煤锅炉房清洁能源改造，建设一批应急备用热源。
二十九、上海市
强化源头防控和末端治理，实施最严格的标准执法和过程监管，到2020年，环境空气质量优良率达到80%左右，PM2.5年平均浓度降低至42微克/立方米左右，臭氧污染恶化趋势得到有效控制。全面实施分散燃煤、集中供热锅炉和自备电厂小燃煤机组的清洁能源替代，压减化工和钢铁行业用煤，合理控制发电用煤。完成燃煤机组节能减排升级改造和燃气电厂低氮燃烧及脱硝改造。
全面实行能源消费、二氧化碳排放的总量和强度双控制度，到2020年，全市能源消费总量控制在1.25亿吨标准煤、二氧化碳排放总量控制在2.5亿吨以内，单位生产总值能源消耗、单位生产总值二氧化碳排放量降低率、主要污染物排放削减率确保完成国家下达目标。减缓和适应并重，进一步加大应对气候变化力度，努力尽早实现碳排放峰值。加大力度优化能源结构，大力发展天然气、光伏和风电等低碳清洁能源，严格实施重点单位煤炭消费总量控制制度，确保煤炭消费总量明显下降。
三十、天津市
加快能源结构调整。严格控制能源消费总量，煤炭占一次能源消费总量比重降到50%以下。多渠道增加天然气供应，加大燃气管道、应急储配等设施建设力度，不断提高清洁能源比重。加强区域能源合作，实施渤化内蒙古能源化工综合基地等项目，推进特高压输电通道建设，外购电比例达到三分之一以上。鼓励发展分布式能源，加强太阳能、地热能、风能、生物质能开发利用，非化石能源比重超过4%。
全力推进大气污染防治。继续实施清新空气行动，落实"五四三"治理措施，逐渐减少重污染天气。削减煤炭消费总量，大力推进燃煤锅炉改燃并网，中心城区、滨海新区核心区实现无燃煤化。推广清洁煤燃烧技术，主力电厂燃煤机组达到超低排放水平，35蒸吨以上供热及工业燃煤锅炉达到国家新建燃气锅炉排放标准。继续推进农村散煤治理。严格控制施工工地、堆场等各类扬尘污染。全面禁止秸秆焚烧。强化工业污染治理，控制挥发性有机物、氮氧化物等污染物排放。防治机动车污染，巩固车用汽柴油标准提升成果，建设公共充电设施，大力推广应用新能源汽车。推进非道路移动机械和船舶的污染控制。到2020年，PM2.5年均浓度值下降25%。
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三十一、重庆市
健全能源保障体系
构建绿色低碳的能源利用体系。统筹全市电力结构调整，提高能效，降低排放，合理确定水火比、内外比，新增电力装机容量900万千瓦。推进长江、乌江、嘉陵江等干流和大溪河、大宁河、郁江等流域水电资源梯级开发利用，因地制宜发展水电、风电、太阳能、生物质能等清洁能源。加快建设綦江蟠龙抽水蓄能电站，积极发展分布式能源，有序推动热电联产项目，提高电网调峰和可再生能源消纳能力。合理布局全市垃圾焚烧发电厂，科学引导农林生物质能健康发展。稳步推进重庆核电和重庆炼油项目前期工作。优化煤炭产能，推动燃煤消费替代，实现市内减量开发，市外输煤输电并举，推动区域煤炭资源合作，构建近期以陕西、贵州、甘肃为主，远期以新疆为主的“3+1”煤炭输入格局，区域调入能力达到6000万吨/年以上。加快常规天然气和页岩气勘探开发和利用，力争实现产量280亿立方米/年(其中页岩气产量200亿立方米/年)。加快LNG(液化天然气)、煤层气等清洁能源推广应用。
完善高效安全的能源输配体系。构建与周边省市互联互通的能源战略通道，推动能源输入输出多元化、多极化，优化能源供给应急储备机制，实现开放格局下的能源安全。合理布局外区送电通道，建设川渝第三输电通道、毕节电厂点对网输电线路，构建坚强的外区送受电骨干枢纽网架。构建大都市区“1+4”500千伏环网，渝东北生态涵养发展区、渝东南生态保护发展区以万州万县变电站、彭水张家坝500千伏输变电站为中心构建骨干网架。统筹建设电力、燃气、热力、供冷等基础设施，实施新建工业园区、新建城镇供能设施一体化规划，实现能源梯级互补利用。加快发展智能电网和智慧能源系统，加快完善电动汽车充电服务体系。完善天然气、页岩气集输管网与跨省市国家骨干天然气管道联接线，构建“四环二射”市域内输气主管网，确保市内消纳与余量外输通道高效畅通。推进渝湘、渝黔页岩气外输通道、中缅原油管道及LNG加气站点和流通网络建设。科学布局石油仓储设施，完善成品油分销体系和终端销售网络，优化市级成品油供给应急储备机制。
深化市场导向的能源体制改革。构建统一开放、竞争有序的现代能源市场体系。区分自然垄断业务和竞争性业务，放开竞争性领域和环节，推动能源投资主体多元化。深化电力、石油、天然气等重点领域改革，有序向社会资本开放配售电业务，培育配售电市场主体，完善电力市场化交易机制。稳步推进石油天然气管道网运分离，组建投资主体多元化的市级天然气管道公司，完善基础设施第三方公平接入制度。研究筹建重庆天然气交易中心。加强电网、管道输配成本和价格监审，促进运营企业有序竞争。
能源保障重点建设项目
电源项目。火电：建成奉节电厂、安稳电厂二期、重庆电厂环保迁建、南桐低热值煤发电、习水二郎电厂二期和贵州毕节电厂项目，建设永川港桥工业园等热电联产项目，开展华能江津电厂、万州电厂二期等项目论证工作。水电：建成浩口、罗洲坝等水电站，加快建设綦江蟠龙抽水蓄能电站，开展丰都栗子湾抽水蓄能电站前期工作，稳妥推进白马等电航枢纽工程。再生能源：建成万州蒲叶林、奉节金凤山、巫山红椿、巫溪猫儿背、武隆大梁子、石柱千野草场、酉阳龙头山风电场，开工彭水辽竹顶等一批风电场，建成涪陵―长寿垃圾焚烧发电厂、第三垃圾焚烧发电厂等一批生物质发电项目。清洁高效能源：实施主城、涪陵、潼南等100个分布式能源示范项目，启动浅层地源热泵等地热资源综合利用示范工程。核电：开展重庆核电前期论证，做好涪陵、丰都、忠县厂址保护。
管网项目。建设川渝第三输电通道和铜梁、金山、中梁山、忠县500千伏输变电工程，扩建板桥、圣泉、巴南等500千伏输变电工程，按照国家要求推进川渝特高压输电通道建设前期工作。新扩建220千伏变电站36座，有序推进城市配网和农村电网改造。建成江津―荣昌成品油管道、渝湘黔天然气管道重庆段、万州—云阳天然气管道、云阳—奉节—巫山—巫溪天然气管道、自贡—隆昌—荣昌—永川—江津天然气管道、磨溪―高石梯等天然气管道。开展渝黔桂页岩气外输通道前期工作。
煤炭项目。实施矿井安全标准化建设。实施矿井四化建设和瓦斯治理示范矿井全覆盖。
油气项目。续建磨溪气田、罗家寨常规天然气开发项目，建成涪陵页岩气二期，启动宣汉―巫溪、忠县—丰都、彭水、丁山核心区、荣昌—永川、渝西、酉阳、黔江、城口、秀山等页岩气田开发项目。继续推进昆明―重庆―成都原油管道前期工作。建设国家物资储备局四三五油库、航空煤油库。建成涪陵、潼南、忠县、丰都、铜梁LNG液化工厂。加快推进车(船)用LNG加气站建设，力争建成80个LNG加气站。推进潼南天然气脱硫厂项目前期工作。
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